110kV岳阳变电站现场运行规程打印版

1、110kV 岳阳变电站现场运行规程 1 110kV 岳阳变电站 现现 场场 运运 行行 规规 程程 二 0 一一年五月 四川省电力公司资阳公司四川省电力公司资阳公司 SICHUAN ELECTRIC PO WER CORPORATION ZIYANG BRANCH 国家电网国家电网 STATE GRID 110kV 岳阳变电站现场运行规程 2 110kV 岳阳变电站现场运行规程 批准： 审核： 校对: 编制： 二 0 一一年五月 110kV 岳阳变电站现场运行规程 1 目目 录录 总则.1 第一章 各电压等级设备的运行接线方式.3 第一节 全站设备调度管辖范围划分.3 第二节 接线方式.3 第

2、三节 正常运行方式.3 第四节 特殊运行方式.3 第二章 一次设备的运行.4 第一节 主变压器.4 第二节 开关.7 第三节 隔离开关.12 第四节 电压互感器.14 第五节 电流互感器.17 第六节 避雷器.19 第七节 无功补偿装置.20 第八节 站用电系统.21 第九节 电缆.25 第十节 母线.26 第三章 继电保护装置及二次回路.28 第一节 总则.28 第二节、保护配置.28 第三节、事故处理.40 第四节、验收项目及标准.42 第四章 监控系统.42 第五章 直流系统.45 第六章 故障录波器的运行.47 第七章 消防及水系统.51 第八章 防误装置.51 第一节 总则.51 第

3、二节、微机五防装置的运行.52 第九章 变电站事故处理.55 第一节 事故处理的一般原则.55 第二节 10KV 接地故障的处理.57 110kV 岳阳变电站现场运行规程 2 第三节 直流系统的故障处理.57 第四节 监控系统的事故处理.58 第五节 五防系统的故障处理.59 第六节 火灾的事故处理.59 第七节 母线失压的事故处理.60 第十章 10KV 附着式等电位带电指示装置、10KV 开关柜避雷器在线监测及验电装置.61 第一节 10KV 附着式等电位带电显示装置.61 第二节 10KV 开关柜避雷器在线监测及验电装置.62 第十一章 倒闸操作.63 附录一 典型操作票.64 附录二

4、设备参数表.73 附录三 设备各单元的允许负荷表（包括站内出线电缆）.77 附录四、一次设备主接线图.77 110kV 岳阳变电站现场运行规程 1 总则 1.1、本规程是 110kV 岳阳变电站运行、管理工作的基本依据，监控中心所有人员均应熟悉，掌握，并严 格执行。 1.2、本规程适用于 110kV 岳阳变电站一、二次设备及站用交直流系统设备运行，为运行管理提供技术数 据、规范、操作要求及运行中的注意事项，便于本站运行人员熟练掌握运行技术，迅速、准确地判断、 处理异常和事故，保证本站设备安全、经济运行。 1.3、有关技术人员、本站管理人员、技术人员均应熟悉本规程，检修人员应熟悉规程中有关条文。

5、 1.4、运行人员应熟练掌握运用本规程，考核合格后方可上岗。 1.5、从事变电值班工作的新人员以及脱离工作岗位三个月及以上的原值班员均需学习本规程，并经考试 合格后，方可正式上岗值班。 1.6、本站运行人员应认真执行本规程，在执行中如遇不妥之处应及时提出，经本站审核后加以修改，并 以书面意见报供电局审核批准，有必要时应报资阳公司生技、安监审核。 1.7、本站倒闸操作典型票只能作为填写实际操作票时参考及培训之用，不能做实际操作票用，进行倒闸 操作时，应按实际运行方式，继电保护和自动装置工作情况，参考典型操作票进行填写。 1.8、本规程应与具体设备运行规程以及相关规章制度条例等管理文件一并执行，如

6、本规程与上述不一致 或有新规定时，则应按上级颁发的规程或新规定执行。 1.9、当新加入运行的设备有特殊规定时，应按特殊规定执行。 1.10、本规定自上级批准之日执行。 1.11、本规程根据变电站现场实际每年修订一次。 1.12、本规程引用标准及相关文件： 电力安全工作规程 （变电部分） （国家电网安监2009664 号） 四川电力系统调度管理规程 （川电调度200869 号） 资阳电力系统调度管理规程 电力变压器运行规程 （DL/T 572-95） 高压断路器运行规程 （能源部电供199130 号文） 互感器运行检修导则 （DL/T727-2000） 电力电缆运行规程 （电力工业部79电生字第

7、 53 号） 国家电网安全生产工作规定 （2003-10-8） 电力设备典型消防规程 （DL 5027-93） 继电保护及安全自动装置运行管理规程 （82水电生字第 11 号） 微机继电保护装置运行管理规程 （DL/T 587-2007） 四川省电力公司电力设备预防性试验规程（试行） 电气安装工程施工及验收规范（合编） 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 （DL/T724-2000） 直流电源装置运行及维护规程 （试行）和阀控式密封铅酸蓄电池运行及维护规程 （试行） （川电生 技200432 号） 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定 （国家电网生技【2009】133 号

8、） 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 （2006-11-01 发布） （GB 50150-2006） 电气装置安装工程施工及验收规范 （合编） SF6 电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 （DL/T639-1997） 四川省电力公司反事故措施实施细则 变电站管理规范 （国家电网生2006512 号） 四川省电力公司变电站管理规范（试行） （川电生技200490 号） 四川省电力公司提高变电倒闸操作效率的措施 （川电生技2007181 号） 资阳公司提高变电倒闸操作效率实施细则（试行） （川电资司调200825 号） 110kV 岳阳变电站现场运行规程 2 资阳电力系统电气设备操作规程

9、 资阳公司变电站操作票实施细则 （川电生技2010 36 号） 资阳公司变电倒闸操作标准工作流程（试行） （川电资司生技200917 号） 国家电网公司防止电气误操作安全管理规定 （国家电网安监2006904 号） 四川省电力公司资阳公司防止电气误操作管理办法 （川电资司安监201127 号） 110kV 岳阳变电站现场运行规程 3 第一章第一章 各电压等级设备的运行接线方式各电压等级设备的运行接线方式 第一节第一节 全站设备调度管辖范围划分全站设备调度管辖范围划分 1.1 本站设备有二个电压等级，分别为 110kV、10kV。属两级调度管辖，分别为地调（资阳公司调度通信 中心） 、县调（四川

10、安岳供电有限责任公司调度中心） 。 1.1.1、地调管辖范围为： （1）110kV 广阳线#151、阳安线#152、分段#100 开关及线路；110kV 母线及 TV （2）#1 主变及二侧开关和其二侧母线（包括 TV 及主变 110kV 侧中性点地刀） ； （3）10kV 分段#9001 刀闸、段母线及 TV；#1 站用变、#2 站变。 1.1.2、县调管辖范围为： 10kV1、3 电容器，10kV 岳华线#911、岳珍线#912、岳方线#913、岳柠线#914、岳工线#915、岳王线 #916、岳奥线#918、岳信线#919 开关及线路。 第二节第二节 接线方式接线方式 110kV 岳阳变

11、电站采用 110/10kV AIS（110kV 内桥接线方式）接线方式，主变一台，容量为 40MVA ，110kV 采用单母线分段接线、10kV 母线采用单母线接线方式。110kV 进出线 2 回，分别连接 220kV 广 惠变电站和 110kV 安岳变电站。10kV 出线为 8 回，承担安岳县柠都、北坝工业园区、电信大楼、生活小 区的供电需求。10kV 无功补偿（电容器组）两组，补偿容量为 8016kVar。#1 站用变采用中性点经消弧 线圈接地方式接入。 第三节第三节 正常运行方式正常运行方式 1、110kV 系统： 方式一：110kV 广阳线#151 开关、1 主变#1011 刀闸、11

12、0kV段母线 TV 运行于母，阳安线#152 开 关运行于母；110kV 分段#100 开关运行；广阳线#151 开关供全站负荷；#1 主变中性点#1019 接地刀闸 拉开（根据调度方式执行） 。 方式二：110kV 广阳线#151 开关、1 主变#1011 刀闸、110kV段母线 TV 运行于母，供全站负荷； 110kV 阳安线#152 开关热备用于 110kV段母线（110kV 进线备自投投入） ；110kV 分段#100 开关运行； #1 主变中性点#1019 接地刀闸拉开（根据调度方式执行） 。 方式三：110kV 阳安线#152 开关运行于段母线，供全站负荷；1 主变#1011 刀闸

13、、110kV段母线 TV 运行于母；110kV 广阳线#151 开关热备用于 110kV段母线（110kV 进线备自投投入） ；110kV 分 段#100 开关运行；#1 主变中性点#1019 接地刀闸拉开（根据调度方式执行） 。 3、10kV 系统：#1 主变 901 开关、母线 TV、10kV 岳华线#911、岳珍线#912、岳方线#913、岳柠线 #914、岳工线#915、岳王线#916、岳奥线#918、岳信线#919 开关、#1 站变运行于母； 10kV1、2 电容器组热备用于母；#2 站变热备用、接于 10kV 岳信线线路出线上。 第四节第四节 特殊运行方式特殊运行方式 110kV

14、电源点失去或#1 主变处于停运状态时，由 10kV 南北线供给电源。 110kV 岳阳变电站现场运行规程 4 第二章第二章 一次设备的运行一次设备的运行 第一节第一节 主变压器主变压器 1、正常运行 1.1、变压器必须根据其铭牌所示的技术规范运行，变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电 压的 105%。 1.2、 #1 主变压器应根据调度部门下达的电压曲线,进行逐档电压调整。在变压器有载分接开关操作过程 中应逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流变化(每次调压一档后应间隔 1min 以上,才能进行下一档调 节)；其分接头位置的额定容量应遵守制造厂规定,但主变压器过载 1.2 倍以上时,

15、禁止操作有载开关。有载 调压次数每天不得超过 20 次。 1.2.1、主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于 0.95，最小负荷时不应高于 0.95。 1.2.2、电网局部电压发生偏差时，应首先调整该站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压 低于调度部门下达的电压曲线下限时禁止进行变压器调压。 1.2.3、变压器有载分接开关的运行,应按制造厂的规定进行，无制造厂规定的可参照以下规定执行。 1.2.3.1、运行一年或切换 2000-4000 次后,应取切换开关油箱中的油样作试验。 1.2.3.2、新投入的分接开关,在运行两年或切换 5000 次后应将切换开关吊出检查,以后可按实际情况确

16、定 检查周期。 1.2.3.3、运行中的有载分接开关动作 5000 次-10000 次后或绝缘油的击穿电压低于 25kV 时,应更换切换开 关油箱的绝缘油。 1.2.4、长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操 作几个循环。 1.2.5、变压器的有载调压 1.2.5.1、有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报，同时 通知检修单位检修。 1.2.5.2、正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使 用就地电气控制或手摇操作。当电动调档失灵或故障时，可采用手动调档，手柄旋转 33

17、 圈为一档，长针 指示实际档位，短针指示档位是否到位，位到时短针应为垂直向下。 1.3、主变压器在运行过程中，运行人员必须认真监视其主变压器油温变化，其冷却介质最高温度一般不 超过 40，最高上层油温一般不超过 85，若运行中超过 85,应采取措施转移负荷,此时变压器的上层 油温最高不应超过 95。 1.4、主变压器冷却装置的运行 1.4.1、冷却装置正常运行情况下主变可带额定负荷长期运行。 1.4.2、油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过 65时，允许带额定负载运行。 1.4.3、为了保障变压器使用寿命，主变一般不得过负荷运行，但事故情况下，当主变上层油温不超过 85，过负荷

18、系数不超过 1.3，可以短时过负荷运行，一般不宜超过 30 分钟。此时密切监视主变上层油 温，同时投入所有的冷却器。 1.5、呼吸器应完好，吸附剂应干燥，当呼吸器中的变色干燥剂的颜色变色 2/3 后，应更换干燥剂。 2、巡视检查 正常巡视每周一次，夜间巡视每月两次，全面巡视每月一次，根据情况增加特殊巡视项目。 2.1 主变压器的运行监视 变电站有人值班时，值班人员应监视运行主变压器二侧开关的电流及有无功功率。当变压器超过额 定电流运行时，应在交接班记录中的运行记要栏中注明过负荷起始、结束时间及过负荷大小。 2.2 主变压器的日常巡视检查内容 2.2.1、变压器的油温及温度计应正常，储油柜的油位

19、应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； 2.2.2、套管油位应在上下限之间，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； 110kV 岳阳变电站现场运行规程 5 2.2.3、变压器音响正常，发出连续均匀的嗡嗡声； 2.2.4、吸湿器完好，吸附剂干燥； 2.2.5、引线接头、母线应无发热迹象（三相温度基本一致，不超过 5 度，温度不高于 70 度） ； 2.2.6、压力释放器应完好无损； 2.2.7、有载分接开关的分接位置（远方与就地档位一致）及电源指示应正常； 2.2.8、气体继电器内充满油，油色为淡黄色，应无气体； 2.2.9、各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，无焦臭味； 2.

20、2.10、各种保护及自动装置齐全、良好； 2.2.11、贮油池和排油设施应保持良好状态； 2.2.12、标示牌及铭牌应齐全清晰完好； 2.2.13、主变接地线无锈蚀、松动。 2.3、特殊巡视 2.3.1、在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数： 2.3.1.1、当主变压器新投或大修后投入运行后，在 1 小时内，每半小时特殊巡视一次；在 4h 内，每 2 小 时巡视检查一次；在 24h 内每 6 小时巡视一次；48h 小时之内，每 12 小时巡视一次；在 72 小时之内， 每 24 小时巡视检查一次；72 小时之后转入正常巡视。 2.3.1.2、有严重缺陷时； 2.3.1.3、

21、气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时以及发生地震、洪水等自然灾害后； 2.3.1.4、雷雨季节特别是雷雨后； 2.3.1.5、高温季节、高峰负荷期间； 2.3.1.6、变压器急救负载运行时。 2.3.2、特殊巡视检查重点项目： 2.3.2.1 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常， 电气联接部分有无发热、熔断，瓷质绝缘有无裂损，接地引入线有无烧断。 2.3.2.2 过负荷运行时，应检查负荷电流、油温、油位的变化，变压器声响是否正常，接头是否过热。 2.3.2.3 瓦斯或差动保护动作后，必须立即进行检查保护范围内的所有设备。 2.3.2.4

22、 气温骤变，大风、雷雨、冰冻时，应检查油位的变化，设备上有无杂物，中性点避雷器放电动作 情况。 3、事故处理 3.1、值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告调度或上级及做好记录。 3.2、变压器有下列情况之一者应立即停运： 3.2.1、变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声； 3.2.2、严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； 3.2.3、套管有严重的破损和放电现象； 3.2.4、变压器冒烟着火。 停电隔离之后应立即汇报调度，并汇报相关技术专责，做好记录。 3.3、当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班员应立即将变压器停运。 3.

23、4、瓦斯保护动作的处理 3.4.1、轻瓦斯保护信号动作后，应及时汇报调度，并应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因 积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的，再详细汇报调度，根据调度命令处理。 如气体继电器有气体，由修试人员采气及检查化验。由修试人员作出是否停运的综合判断。 3.4.2、瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。 3.5、主变差动保护动作跳闸后的处理 3.5.1、如该主变重瓦斯保护未动作（本体重瓦斯或有载重瓦斯） ，应及时简明汇报调度，汇报之后应及时 检查一、二次相关设备，并详细检查主变差动保护范围内（主变差动保护所采用的主变三侧的 C

24、T 范围 110kV 岳阳变电站现场运行规程 6 内）有无明显故障现象，再详细汇报调度，并做好记录。 3.5.2、如该主变重瓦斯保护同时动作（本体重瓦斯或有载重瓦斯） ，严禁试送，并及时简明汇报调度，汇 报之后应及时检查一、二次相关设备，重点检查主变本体，再详细汇报调度，并做好记录（最终隔离故 障变压器） ； 3.6、变压器油温升高超过 85时的处理 3.6.1、检查变压器的负载和变压器油的温度，并与同一负载和变压器油温度下正常的温度核对，核对温 度测量装置（测温仪、手感、远方测温、就地测温相互对比） ； 3.6.2、应及时汇报调度； 注：（1）若温度升高的原因是冷却系统的故障，且在运行中无法

25、修理者，则值班员应向调度申请调 整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 （2）在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认 为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。 （3）变压器在各种超负荷方式下运行，若顶层油温超过 95时，立即进行事故拉闸并汇报调度 （不得造成另一台主变过载 1.3 倍） 。 3.7、变压器油位异常的处理 3.7.1、当发生变压器的油面所应有的油位显著降低时，应查明原因。并及时汇报调度；禁止从变压器下 部补油，在补油时应申请调度退出变压器的重瓦斯保护。 3.7.2、变压器本体油位因温度上升至油位油标管已溢出，经查明不是假油位所致

26、时，则应放油，使油位 降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。在放油前申请调度退出变压器的本体重瓦斯保护。 3.8、变压器跳闸和灭火 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可申请重 新投入运行。 若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。 变压器着火时，应立即切除变压器，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 3.9、变压器滑档的故障处理 无人值班时，主变出现滑档，应紧急停止操作，禁止远方再次调档，向地调当值值班调度员汇报， 立即派操作班值班员到现场拉开有载调压操作电源，并手动将档位调整至最近的档位上，将检查情况向 调度汇报。 紧急停止失控时，应

27、密切监视档位、负荷情况、三侧电流、电压，并将档位、负荷情况、三侧电流、 电压向地调当值值班调度员汇报，根据值班调度员的命令处理，并立即派操作班值班员赶到现场检查设 备，拉开有载调压操作电源，并手动将档位调整至最近的档位上，将检查情况向调度汇报。 3.10、主变后备保护动作后应作的检查和处理 低压侧后备保护动作后应检查有无越级跳闸及出现保护的动作情况，若为越级跳闸可拉开故障线路 恢复其它线路供电。若出线无故障，应检查母线有无故障痕迹，若为母线故障应停用故障母线。 若后备保护动作使主变两侧开关跳闸，而外部无故障，则应检查主变压器主保护是否正常，检查主 变压器本体有无异常，套管引出线有无放电痕迹。若

28、未查明原因不得试送。 4、验收项目及标准 4.1、电力变压器的验收一般项目及标准如下： 4.1.1、变压器本体无缺陷，外表整洁，无严重渗漏油和油漆脱落等现象； 4.1.2、变压器绝缘试验应合格，试验项目无遗漏； 4.1.3、各部油位应正常，各阀门的开闭位置应正确。油的简化试验和绝缘强度试验应合格； 4.1.4、变压器外壳应有良好的接地装置，接地电阻应合格； 4.1.5、各侧分接开关位置应符合电网运行要求，有载调压装置，电动手动操作均应正常，指标指示和实 际位置相符； 4.1.6、基础牢固稳定，轱辘应有可靠的止动装置； 4.1.7、保护测量信号及控制回路接线正确，各种保护均应进行实际传动试验，动

29、作应正确，定值应符合 110kV 岳阳变电站现场运行规程 7 电网运行要求； 4.1.8、冷却装置应运行良好； 4.1.9、呼吸器应装有合格的干燥剂，检查应无堵塞现象； 4.1.10、主变压器引线对地和线间距离应合格，各部导线接头应紧固良好； 4.1.11、变压器的防雷保护应符合规程规定； 4.1.12、防爆管内部无存油，玻璃应完整，其呼吸小孔螺丝位置应正确； 4.1.13、变压器的坡度应合格； 4.1.14、检查变压器的相位和接线组别，应能满足电网运行要求，变压器的二、三次侧有可能和其他电源 并列时，应进行核相工作，相色漆应标示正确、明显； 4.1.15、温度表及测温回路完整良好； 4.1.

30、16、套管油封的放油小阀门和气体继电器放气阀门应无堵塞现象； 4.1.17、变压器上应无遗留物，临近的临时设施应拆除，永久设施应布置完毕并清扫现场； 4.1.18、事故排油设施应完好，消防设施安全。 4.2、 变压器交接或大修后验收还应检查 4.2.1、变压器安装的坡度应合格（变压器沿气体继电器管导方向的坡度为 1%-1.5%，变压器油箱到油枕 的连接管坡度应为 2%-4%） 。 4.2.2、小车轮子的制动装置应牢固，本站采取与轨道直接焊联。 4.2.3、竣工验收时，应移交下列资料和文件。 4.2.3.1、主变压器安装或大修总结报告。 4.2.3.2、气试验报告； 4.2.3.3、缘油化验报告

31、，油气分析报告及微水量分析报告； 4.2.3.4、整试验记录（含安装技术记录，器身检查记录，干燥记录等） ； 4.2.3.5、压器结构改进及改造有的关图纸资料等； 4.2.3.6、更设计部分的实际施工图及证明文件； 4.2.3.7、制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。 4.3、 变压器一次设备预试高压试验项目及标准： 4.3.1、主变压器的清扫检查和已发现的缺陷处理。 4.3.2、油中溶解气体色谱分析。 4.3.3、测量绕组直流电阻。测得的每相直流电阻与同温度下产品出厂实测数据比较，变化率不应大于 2%。 4.3.4、测量绝缘电阻、吸收比、极化指数。测量绝缘电阻应采

32、用 2500V，量程不低于 10000M 的兆欧 表进行测量。 4.3.5、测量绕组及套管的 tg、套管电容值。tg 最大不大于 0.8%，tg 测量值的变化量应不大于产品 出厂试验值的 30%。 4.3.6、测量绕组的泄漏电流。 4.3.7、测量铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻。 4.3.8、油样试验（击穿电压、必要时测微水） 。 4.3.9、必要时测量变压器油的 tg、体积电阻率。 第二节第二节 开关开关 1、正常运行 1.1、新装或大修后的开关，投运前必须验收合格。 1.2、各类型高压开关允许其按额定电压和额定电流长期运行。 1.3、严禁将拒绝跳闸的开关投入运行。 1.4、严禁对运行中的高

33、压开关进行慢分、慢合试验。 110kV 岳阳变电站现场运行规程 8 1.5、开关操作的一般要求 1.5.1、开关检修后恢复运行，操作前应检查所有安全措施已拆除，防误闭锁装置是否正常。 1.5.2、长期冷备用的开关在正式操作前应向调度申请，通过远方控制方式进行试验操作空开关 2-3 次， 无异常后才能按操作票拟定的方式操作。 1.5.3、操作前应检查是否具备运行条件。 1.5.4、操作过程中应同时监视有关电压、电流、功率等数据的指示及开关位置的变化。 1.6、停电操作时,应先断开关，然后拉负荷侧刀闸，最后再拉电源侧刀闸;送电时相反。 1.7、下属情况下，开关严禁投入运行： 1.7.1、严禁将有拒

34、跳或合闸不可靠的开关投入运行； 1.7.2、严禁将有严重漏油、漏气、缺油及绝缘介质不合格的开关投入运行； 1.7.3、严禁将分、合闸速度三相不同期，分、合闸时间不合格的开关投入运行。 1.8、开关正常运行时的状态： 开关分、合闸位置与机构指示器及红、绿指示灯、监控机显示应相符； 弹簧机构高压开关在合闸运行时，储能电机电源空气开关在投入位置，开关本体储能指示器显示 “已储能” ；当高压开关在分闸位置状态时，分闸连杆应复位，分闸锁扣到位，合闸弹簧应在储能位置； 高压开关“远方、就地”选择开关处于遥控位置。 1.9、开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好

35、” 。 一般规定为： 110kV 的 GL312 型的切断故障电流允许的次数为 15 次。 10kV 的 ZN63A12/ 125031.5 型 （#911、#912、#913、#914、#915、#916、#917、#918、#919、#931、#932 开关）的切断故障电流允许 的次数为 50 次。 #1 主变#901 开关 ZN63A12/315040 型额定短路开断电流下的累计开断次数为 30 次。 检查额定电流累计开断次数和额定短路开断电流累计开断次数均不得超过规定次数（参照高压开关参数 表规定数值） ，若超过规定次数，应停电检修。 1.10、#1 主变#9016 刀闸、 #911、

36、#912、#913、#914、#915、#916、#917、#918、#919、#931、#932、10kV段母线 PT 开关柜面板 上装有 HB-DXNA 型户内高压带电显示装置指示器。 2、巡视检查 2.1、每周进行一次正常巡视；每月进行二次夜间熄灯巡视；每月一次全面巡视；特殊巡视应按相关规定 执行。 2.2、巡视检查内容 （1）分、合闸指示正确，并与当时实际情况相符。 （2）检查载流接头接触处，应无过热现象，引线弛度应适中。 （3）各连杆是否在正常位置，有无折裂，弯曲和变形。 （4）设备各螺栓有无松脱，接地是否良好。 （5）监控机位置指示、就地位置指示是否与运行位置一致。 （6）高压室、

37、开关间排气装置完好，隔栅完整。 （7）SF6 高压开关增加的巡视项目。 （8）气象突变，增加巡视。 （9）雷雨季节雷击后应进行巡视检查。 （10）高温季度高峰负荷期间应加强巡视。 检查 SF6 气体压力应正常，未发出报警及闭锁信号。110kV 开关密度继电器指针指示 SF6 气体压力 正常值应为 0.64MP（在绿区范围内） ，低于 0.54MP 装置发报警信号（在黄区范围内） ，低于 0.51MP 装置 发闭锁信号（在红区范围内） 。 检查额定电流累计开断次数和额定短路开断电流累计开断次数均不得超过规定次数,若超过规定次数， 110kV 岳阳变电站现场运行规程 9 应停电检修。 （8） 、真

38、空开关的正常检查项目 检查真空灭弧室无异常，正常时应无色。 检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、放电痕迹和脏污现象、放电异响。 检查绝缘拉杆,应完整无断裂现象,各连杆应无弯曲现象,开关在合闸状态时,弹簧应在储能状态。 检查接头接触处有无过热现象（不超过 70 度）,引线弛度是否适中。 检查分、合闸位置指示是否正确，并与当时实际运行情况相符合。 检查真空开关动作次数记数码。 接地完好。 （9） 、弹簧机构的检查项目 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。 开关在运行状态，储能电动机的电源刀闸或熔丝应在闭合位置。 检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味。 开关在分闸备用状态时，分闸连杆

39、应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。 防雾露加热器良好。 （10） 、开关端子箱的检查项目 箱门平整,开启灵活,关闭紧密,机构箱内无异味、焦臭。接地完好，无锈蚀，无松动。 2.3、高压开关操作的一般要求 （1）高压开关检修后恢复运行，操作前应检查所有安全措施已拆除，防误闭锁装置是否正常。 （2）长期停运的高压开关在正式操作前应通过远方控制方式进行试验操作 2-3 次，无异常后才能按操作 票拟定的方式操作。 （3）操作前应检查是否具备运行条件。 （4）操作过程中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手不宜返回太 快（就地操作） ；监控机操作应同时监视有关电压、电流、功

40、率等表计的指示及开关状态指示的变化。 2.4、高压开关的故障及事故处理 当发现开关实际短路开断容量接近于开关额定短路容量时，在短路故障开断后，值班人员应及时汇 报调度，严禁强送，并应停用自动重合闸。 2.5、开关分、合闸闭锁故障处理 （1） 、SF6 开关的 SF6 气体低压力闭锁，严禁解除闭锁进行停、送电操作，并应立即断开该开关的控制 电源，应及时汇报调度和相关专责，做好记录。 （SF6 开关发生意外爆破或严重漏气等事故，值班人员接 近设备要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具等。 ） 注：调度一般处理方法为断开上一级开关或等电位隔离的方式将故障开关退出运行。 （2） 、弹簧操作机构弹簧未储能，严禁进行合闸操作，并应退出该开关重合闸，应及时汇报调度和相关 专责，做好记